Ea Energianalyse. Vindintegration i Danmark. Vindens værdi - og tiltag for at sikre den

Transkript

1 Ea Energianalyse Vindintegration i Danmark Vindens værdi - og tiltag for at sikre den 1

2 Denne rapport er udarbejdet af Ea Energianalyse a/s for Danmarks Vindmølleforening og Vindenergi Danmark, november 214. Indhold 1. Introduktion og sammenfatning Metode Resultater 2. Overblik over elmarkedet 3. Elementer i integrationsomkostningen 4. Modellering og forudsætninger 5. Centralt scenario Kapacitetsudvikling Nøgleparametre Prisudvikling Vindens værdi 6. Integrationstiltag 7. Elproduktionsomkostninger Udarbejdet af: Hans Henrik Lindboe, János Hethey Ea Energianalyse Frederiksholms Kanal 4, 3. th. 122 København K T: F: info@eaea.dk Web: Ea Energianalyse a/s har udarbejdet rapporten som uafhængig konsulentvirksomhed og anser indholdet i denne rapport for at være velfunderet. Aktører bør dog basere sig på deres egne vurderinger, når resultater fra denne rapport anvendes. Fremskrivninger er i deres natur behæftet med stor usikkerhed og baseret på interne og eksterne antagelser på fremtidige udviklinger, som vil falde anderledes ud i realiteten. Ea Energianalyse a/s kan ikke gøres ansvarlig for tab som følge af anvendelse af indholdet i denne rapport. 2

3 Introduktion Denne rapport er udarbejdet af Ea Energianalyse for Danmarks Vindmølleforening og Vindenergi Danmark. Siden midten af 199 erne, er vindkraften i Danmark steget fra at udgøre knap 5% til ca. 33% af den indenlandske elforsyning i 213. Energiaftalens målsætninger om at nå 5% inden 22 vil ifølge Energinet.dk s forudsætninger for udbygning af vindkraft blive overopfyldt, og udviklingen ventes at fortsætte frem mod 235, hvor vindkraft vil udgøre op til 84% af det klassiske elforbrug (eksklusiv elforbrug til fjernvarme, individuelle varmepumper og elbiler). Samtidig viser de såkaldte nationale handlingsplaner for vedvarende energi en markant VE udbygning i landene omkring os. Elproduktionen fra vindkraftanlæg afhænger af, hvor meget det blæser, og det er velkendt, at udfordringerne ved at integrere vindkraften i elsystemet stiger efterhånden som vindkraftandelen øges. Integration af vindkraft stiller krav om et fleksibelt elsystem med tilstrækkelige kapacitet til, at efterspørgslen efter elektricitet også kan dækkes med høj sikkerhed når det ikke blæser. Omkostningen til integration af vindkraft kan bl.a. udtrykkes ved, at vindmøllerne får en lavere afregningspris i markedet end de øvrige elproducenter får som gennemsnit. MW % 3% 25% 2% 15% 1% 5% 199 '95 ' '5 '1 '12 Kapacitet, havvindmøller [MW] Kapacitet, landvindmøller [MW] Vindkraft i pct. af indenlandsk elforsyning % Kilde: Energistyrelsen 3

4 Metode Modelberegninger Beregninger og analyser er hovedsageligt udført med el- og varmemarkedsmodellen Balmorel. Modellen omfatter en repræsentation af el- og fjernvarmesystemet i Norden, Tyskland og Holland. Modellen beregner bl.a. produktion, transmission og elpriser baseret på forudsætninger for udviklingen af brændselspriser, udbygning med vedvarende energi og andre vigtige parametre. Analysen er struktureret omkring et centralt scenarie, der beskriver en sandsynlig udvikling for el- og fjernvarmesystemerne. I dette centrale scenarie beregnes udbygningen af produktionsapparatet i en simulering med aggregeret tidsopløsning. I en række øvrige scenarier gennemføres integrationstiltag i Danmark, hvor investeringsforløbet i det øvrige energisystem fastholdes. 1. Centralt scenarie Sandsynlig udvikling af el- og fjernvarmesystemerne under hensyntagen til planlagt og aftalt energipolitik. Tilgangen svarer i store træk til tankegangen bag IEAs New Policy Scenario, som anvendes i den årlige publikation World Energy Outlook (WEO). 2. Analyse af integrationstiltag Integrationstiltag Værdi af transmissionsforbindelser til udlandet Fleksible kraftværker (bypassdrift eller elpatroner) Udbygning med varmepumper Øget forbrugsfleksibilitet ved lave elpriser Scenarioanalyse Scenarieberegning uden Cobra-kablet på 7 MW Installation af 5 MW elpatroner i de fire største centrale områder i Vestdanmark Installation af 5 MW (15 MW varme) varmepumper i fjernvarmeområderne i Vestdanmark. Fordelt efter varmeforbrug. Øget driftsincitament ved at fjerne afgiftsbetaling Installation af 5 MW potentielt elforbrug i industrien, som kan erstatte varme fra naturgaskedler Øget driftsincitament ved at fjerne tarifbetaling 4

5 DKK/MWh Resultater Elprisfremskrivning Med centrale prisforudsætninger fra IEA ses en tendens til stigende gennemsnitselpriser i Danmark og nabolande frem mod 235. I Danmark stiger elpriserne fra ca. 23 øre/kwh i 214 til godt 36 øre/kwh i 235. Det er især forudsætningen om stigende priser på kul, naturgas og CO2 kvoter, der trækker elpriserne opad. Såfremt kul, naturgas- og CO2 priser fortsætter på et lavt niveau, viser beregninger i et lavprisscenario (214 22) at elprisen stagnerer. Den markant øgede vindkraftproduktion i hele modelområdet vil påvirke elpriserne i høj grad, således at elpriserne mere end i dag svinger afhængigt af, hvor meget det blæser. Derfor vil vi se flere og flere timer med meget lave elpriser, især i de vindrige timer. Vandkraftanlæggene især i Norden, vil dog have en prisudjævnende effekt. Forskellen mellem den gennemsnitlige elpris og den gennemsnitlige afregningspris for dansk vindkraft vil, ifølge analysen, stige til op imod 35% 22. I et velfungerende og åbent elmarked vil elprisen udtrykke den samfundsøkonomiske værdi af elektricitet i hver enkelt time. Der kan argumenteres for, at forskellen mellem den forbrugsvægtede gennemsnitspris, og vindkraftens afregningspris, er et udtryk for omkostningerne ved integration af vindkraft. Hertil skal dog lægges de integrationsomkostninger, der ikke betales gennem elprisen, men fx betales over systemtariffen. Elspotpris og afregningspris for vindkraft Statistik Gns. Elpris Statistik Vindafregningspris Reference Gns. Elpris Reference Vindafregningspris inkl. møllestop Lavprisscenario Gns. Elpris Lavprisscenario Vindafregningspris inkl. møllestop 5

6 DKK-214/MWh Resultater Samfundsøkonomiske omkostninger ved elproduktion Analyserne viser, at vindmøller på gode placeringer på land kan producere elektricitet til godt 3 øre/kwh, imens kraftvarmeværker på kul, naturgas og biomasse, har samfundsøkonomiske omkostninger på 55 9 øre/kwh, når brændsels- og CO 2 priser m.m. baseres på seneste fremskrivninger fra IEA og Energistyrelsen. Analyserne viser også, at vindkraftens integrationsomkostninger udgør mere end 1 øre/kwh i perioden (forskellen mellem vindens afregningspris og den gennemsnitlige elpris). Hertil skal lægges balanceringsomkostninger, øgede netomkostninger m.m. Disse tillægsomkostninger er anslået til under 5 øre/kwh frem mod 235. Selv med et samlet tillæg på 15 øre/kwh for omkostninger til vindintegration frem mod 235, er landvind stadig den billigste VE-teknologi set fra samfundets perspektiv Landvind Havvind Solceller Træflis KV Halm KV Naturgas SC Træpiller KV Kul KV Træpiller KV ombygget Integrationsomkostninger Elproduktionsomkostninger Total Naturgas CC 6

7 Resultater Reducere integrationsomkostningerne Såfremt el kan udnyttes bedre i perioder med høj vindproduktion, enten ved ændret anvendelse af el, eller ved forbedrede transmissionsmuligheder, kan samfundet potentielt spare penge samtidig med at vindmøllerne får øget indtjening. Dette kræver dog, at den samfundsøkonomiske omkostning ved at ændre elforbruget eller øge transmissionskapaciteten er lavere end gevinsten ved bedre vindintegration. Den samfundsøkonomiske værdi af et udvalg af integrationstiltag er vurderet. I analysen af fleksibelt elforbrug er der kun set på øget elforbrug ved lave elpriser, som erstatter andet brændselsforbrug, men ikke påvirker elforbruget ved høje elpriser. Den samfundsøkonomiske værdi er baseret på sparede eller øgede omkostninger i det samlede energisystem i Norden, Tyskland og Holland og er beregnet som nutidsværdi over den analyserede periode fra 214 til 235 ved en rente på 5%. De analyserede omkostninger inkluderer brændsels- og CO 2 - omkostninger, drift- og vedligeholdelsesomkostninger, samt investeringsomkostninger. Resultaterne viser, at især eltransmission og varmepumper har positiv samfundsøkonomi for det samlede system. For varmepumper er det dog en forudsætning for god samfundsøkonomi, at elafgifter og nettariffer ikke ødelægger incitamentet til effektiv drift. Især når varmepumper installeres i fjernvarmeområder hvor der konkurreres med biomassefyret kraftvarme, er de eksisterende afgifter og tilskud en hindring for at opnå god samfundsøkonomi. Tiltag Total investering Samfundsøkonomisk nutidsværdi 7 MW kabel til Holland (COBRA) 4.4 mio. kr. 9 mio. kr. Øget fleksibilitet på kraftværker (5 MW elpatroner på store kraftværker) 3 mio. kr. 5 mio. kr. 5 MW varmepumper i Vestdanmark (eksisterende tariffer og afgifter) 7.2 mio. kr mio. kr. 5 MW varmepumper i Vestdanmark (uden tariffer og afgifter) 7.2 mio. kr mio. kr. Fleksibelt elforbrug ved lave priser (eksisterende tariffer og afgifter) 33 mio. kr. 4 mio. kr. Fleksibelt elforbrug ved lave priser (uden tariffer og afgifter) 33 mio. kr. 39 mio. kr. De beregnede samfundsøkonomiske nutidsværdier i tabellen indeholder ikke skatteforvridningstab. 7

8 Resultater Ændrede markedspriser Priserne i elmarkedet påvirkes af de integrationstiltag, som er analyseret, hvilket har en positiv effekt for vindmøllernes afregningspris. Beregningerne viser, at etablering af 5 MW-el varmepumper i fjernvarmeområder kan øge de danske vindmøllers afregning med godt 6% i 22, svarende til over 25 mio kr om året. Forudsætningen er, at varmepumperne drives samfundsøkonomisk efficient, altså hvor elafgifter, eltilskud og nettariffer ikke ødelægger driftsincitamentet. På længere sigt har etablering af eltransmission (eksemplificeret ved COBRA-kablet) endnu større betydning for elprisen i de scenarier, som er analyseret. Etablering af COBRA vil øge vindmøllernes elpris med knap 8%, svarende til en øget indtægt for vindmøllerne i Danmark på ca. 55 mio kr i 235. Yderligere udbygning med eltransmission er ikke analyseret. Tiltag 7 MW kabel til Holland (COBRA) Øget fleksibilitet på kraftværker (5 MW elpatroner på store kraftværker) 5 MW varmepumper i Vestdanmark (eksisterende tariffer og afgifter) 5 MW varmepumper i Vestdanmark (uden tariffer og afgifter) Fleksibelt elforbrug ved lave priser (eksisterende tariffer og afgifter) Fleksibelt elforbrug ved lave priser (uden tariffer og afgifter) Ændret indtægt fra elsalg ift. referencen (mio.kr./år) Ændret indtægt fra elsalg ift. referencen (% af årlig indtægt) % 7.9% % 1.1% % 1.6% % 3.8% 9 6.2%.1% % 1.9% 8

9 OVERBLIK OVER ELMARKEDET 9

10 DKK/MWh Det Nordiske Elektricitetsmarked Nord Pool Spot-marked Auktionen på elbørsen Nord Pool Spot fastlægger hver dag lkl. 12: elpriserne for den efterfølge dag (24 timer). Priser bestemmes for alle budgivende regioner (se figur), ligesom der beregnes er en overordnet 'system pris'. Et prisbud bliver givet på en vis mængde (MWh) til en specifikt region. Regionspriserne er forskellige fra 'systemprisen' pga. kapacitetsbegræsninger i transmissionskablerne mellem regionerne. Nord Pool Spot dækker de nordiske (ekskl. Island) samt de tre baltiske lande. Kilde: nordpoolspot.com Kontinentale forbindelser Det nordiske marked er forbundet med det kontinentale Europa. Elektricitet bliver solgt mellem Nord Pool landene og de nordvesteuropæriske markeder gennem interaktive priseudregninger - 'market coupling'. I det tilfælde hvor der ikke er flaskehalse i systemet, betyder 'market coupling' at vandkraft i Norge konkurrerer med atomkraft i Frankrig DK-Vest DE SYS Kilde: Energinet.dk. Nominelle priser. 1

11 Prisdannelse Skitse af markedsclearing Kilde: Risø DTU Udbudskurve Elproducenter byder ind i markedet til deres kortsigtede marginalomkostninger: Brændselsomkostninger, variable D&V, CO 2 -omkostninger, fratrukket subsidier. Faste eltilskud kan føre til, at producenter byder ind til en elpris under de kortsigtede marginalomkostninger, herunder også til negative priser. Kraftvarmeværker fratrækker værdien af varmesalg, eller tilbyder varmebunden elproduktion til en lav pris. Vind og sol byder ind til en pris tæt på nul og forskyder derved udbudskurven til højre. Vandkraft med reservoir byder afhængigt af forventninger til fremtidige elpriser, som vandkraften alternativt vil kunne afsættes til. Efterspørgsel og markedsclearing Udbud og efterspørgsel matches ved at vælge det laveste udbud og den højeste efterspørgsel, indtil den marginale forsyningspris er lig den marginale betalingsvillighed. Forbrugssiden er forholdsvis uelastisk i forhold til prisen på kort sigt. Der er dog enkelte industrielle forbrugere, som kan undgå elforbrug ved at forskyde forbruget eller skifte til alternative brændsler, afhængigt af elprisen. Ved dayahead udbuddet er forsyningskapaciteten begrænset til det faktiske udbud. Hvis udbuds- og efterspørgselskurven ikke mødes, bliver budene reduceret på prorata basis. Prisen bliver herved sat af hhv. prisbunden (-5 EUR/MWh) og prisloftet (3 EUR/MWh). Eksempel på timebaseret markedsclearing på baggrund af aggregerede udbuds- og efterspørgselskurver. 11

12 Fyldningsgrad (%) DKK/MWh Historiske elspotpriser Tørår Tørår Høje CO 2 og brændselspriser Finanskrisen. CO 2 - og brændselspriser styrtdykker Tørår DK-Vest DE SYS Faldende efterspørgsel 4 Vådår Nedbørsforholdene i Norden har stor indflydelse på vandkraftproduktionen og dermed elpriserne Datakilde: Energinet.dk. Nominelle priser I tørre år øger Sverige, Finland og Norge netto-importen for at kompensere for lavere vandkraftproduktion. I våde år betyder overskuddet af vandkraftproduktion, at udbudspriserne og dermed elpriserne bliver lavere. Udover tilgængeligheden af vandkraftproduktion har især brændsels- og CO 2 -priser indflydelser på kortsigtede variationer i markedsprisen. Dertil kommer at enkelte områder kan være påvirket af tilgængeligheden af transmissionskapacitet Fyldningsgrad i norske vandkraftmagasiner (% af kapaciteten). Kilde: NVE.no 12

13 øre/kwh DKK/MWh Elpriser for forskellige producenter DK-Vest: Tidsvægtet DK-Vest: Central DK-Vest: Decentral DK-Vest: Vind DK-Vest: Forbrug Det simple gennemsnit af elprisen på timebasis giver en første indikation af markedspotentialet for salg af el. Da elpriserne varierer time for time vil den gennemsnitlige afregningspris på måneds eller årsbasis for forskellige producenter dog variere - afhængigt af produktions- og elprisprofil. 5 4 Datakilde: Energinet.dk. Nominelle priser DK-Vest DK-Øst Regulerbar produktion med høje kortsigtede marginalomkostninger byder ind til høje priser og opnår en forholdsvis høj afregningspris i relativt færre timer. Regulerbare teknologier med lave kortsigtede marginalomkostninger opnår lavere afregningspriser i gennemsnit, men producerer i flere timer. Afregningsprisen for fluktuerende produktion afhænger af sammenfald mellem tilgængelighed af ressourcen (vind eller sol) og elprisernes variation. Vind opnår generelt lavere priser, da der på samme tid er et højt udbud af vindproduktion i et større område. Variationen af solproduktion har fordel af større sammenfald med forbrugsspidser Årlig afvigelse imellem gennemsnitlig markedspris og afregningspris for vindkraft. Kilde: Beregninger på baggrund af data fra Energinet.dk 13

14 Afvigelse fra markedspris (abs %) Vindkrafts andel af bruttoforbruget Elpriser for forskellige producenter Lavere priser for vind Afregningspris for forskellige producenter Afregningsprisen for vindkraft påvirkes af mængden af vindkraft i systemet (nationalt og internationalt), transmissionsmulighederne, samt systemets evne til at tilpasse produktion og forbrug til vindkraftproduktionen. Manglende evne til at tilpasse forbrug eller produktion til vindkraftproduktion fører til lavere markedspriser for alle aktører i de pågældende timer og er derfor ikke kun et emne for vindkraftproducenter. Afvigelserne imellem den gennemsnitlige markedspris og den produktionsvægtede markedspris for forskellige producenter varierer fra år til år. Siden 22 har vindkraft haft en afregningspris under den gennemsnitlige markedspris: 4-15 % lavere i Vestdanmark - 1 % lavere i Østdanmark Den gennemsnitlige årlige afvigelse i forhold til den tidsvægtede markedspris for forskellige producenter siden 22 fremgår af tabellen nedenfor. Central Decentral Vind Sol Export Import DK-Vest 7% 9% -9% 8% -7% % DK-Øst 8% 8% -6% 9% -13% 2% 2% 15% 1% 5% % Vindkraftproduktion (% af bruttoforbrug) højre akse Årlig afvigelse DK-Vest (% af tidsvægtet pris) Afregningspris og årlig vindkraftproduktion for Vestdanmark. Kilde: Beregninger på baggrund af data fra Energinet.dk 5% 4% 3% 2% 1% % 14

15 Produktion som andel af bruttoforbruget Produktion soma ndel af bruttoforbruget Integration af vindkraft Systemets tilpasningsevne Udvikling i retning af bedre tilpasning 16% 12% 8% 4% % -4% -8% Figuren nedenfor illustrerer sammensætningen af produktion og import/eksport ved forskellige prisintervaller for Vestdanmark i hhv. 22 og 213. Det fremgår, at andelen af termisk produktion ved lave priser var forholdsvis høj i 22. I 213 er både de centrale og de decentrale værkers produktion som andel af bruttoforbruget betydelig mindre i de lave prisintervaller. I Østdanmark ses lignende tendenser, som dog ikke er helt så tydelige. 16% 12% 8% Figuren ovenfor viser udviklingen af produktionssammensætningen fra 22 ved spotpriser på under 5 DKK/MWh. Der fremgår en stigende andel vindproduktion, som også er steget i absolutte tal, samt en faldende andel af central og decentral produktion. Vigtige faktorer for denne udvikling vurderes at være bl.a. kraftværkernes markedsforhold, herunder overgang fra treledstarif til spotprisafregning, samt større incitament til varmeproduktion på kedler for at undgå varmebunden elproduktion (som følge af elpatronloven fra 29). 4% % -4% -8% DK-Vest: Gns. import DK-Øst DK-Vest: Gns. solcelle produktion DK-Vest: Gns. decentral produktion Produktionssammensætning ved forskellige prisintervaller. Kilde: Beregninger på baggrund af data fra Energinet.dk DK-Vest: Gns. import udland DK-Vest: Gns. Vindproduktion DK-Vest: Gns central produktion Elpris (DKK/MWh) 15

16 DKK/MWh Finansielle markeder Aktuelle forwardpriser Elpriser i Vestdanmark De årlige forwardpriser for systemprisen i DKK/MWh fremgår af tabellen nedenfor. DKK/MWh* De finansielle markeder på NASDAQ OMX giver et indblik i markedet forventning til de fremtidige elpriser. Forwardkontrakter kan kun tegnes for den nordiske systempris på månedlig, kvartalsvis eller årlig basis (Monthly SYS, Quarterly SYS, Yearly SYS). Forwardprisen for Vestdanmark kan afspejles ved at tillægge en CfD (Contract for difference) for Vestdanmark til systemprisen. Denne er dog kun tilgængelig til udgangen af 217. Figuren nedenfor viser markedsdata for den System price forwards and system price forwards + CfD Monthly SYS Quarterly SYS Yearly SYS Monthly DK1 Quarterly DK1 Yearly DK1 * Closing prices Forwards for systemprisen og systempris + CfDs før Vestdanmark. Nominelle priser. Kilde: nasdaqomx 16

17 Vindkraft i energisystemet INTEGRATIONSOMKOSTNINGER 17

18 Integration af vindkraft Et effektivt elsystem Integrationsomkostninger Fem udfordringer ved vindkraft Når mængden af vindkraft øges i elsystemet er der følgende fem integrationsudfordringer, der skal håndteres: Spidsplast Mellemlast Mellemlast Grundlast a. Der skal være et tilstrækkeligt stærkt net til at transportere vindkraften dertil, hvor efterspørgslen er, samt til teknisk håndtering af vindkraften (selve nettet, samt netkomponenter til teknisk håndtering af vindkraft, herunder spændingsstabilitet og kortslutningseffekt) b. Der skal være tilgængelige reguleringsressourcer, der håndterer vindens uforudsigelighed (balancering). c. Der skal være tilstrækkelig fleksibilitet i elsystemet for at håndtere vindkraftens fluktuationer (ramp-rates). d. Elforsyningen skal også fungere i perioder, hvor det ikke blæser (effekttilstrækkelighed) Et elsystem består af forskellige elproduktionsteknologier med forskellige karakteristika. Traditionelt opdeles i grundlastanlæg, mellemlastanlæg, spidslastanlæg og reserver. I et velfungerende elmarked i balance, indstiller der sig en ligevægt, således at de marginale teknologier, over elprisen, lige præcis får dækket deres faste og variable omkostninger. Vindkraft påvirker elmarkedet således, at de traditionelle teknologier skal indstille sig i en ny balance. Omkostningerne hertil, samt til øgede netinvesteringer, kan defineres som vindkraftens integrationsomkostninger. e. Vindkraften skal have højest mulig værdi, også i perioder hvor det blæser (nyttiggøre vinden) Punkterne c-d vil i et vist omfang være internaliseret i elprisen. En udtømmende vurdering af vindkraftens integrationsomkostninger vil kræve gennemregning af scenarier henholdsvis med vindkraft og uden vindkraft. Men forskellen mellem vindmøllernes indtjening i et effektivt elmarked, der er i langsigtet balance, og den gennemsnitlige elpris i dette marked, giver efter vores vurdering et retvisende billede af omkostningerne ved punkterne c-d. Ved anvendelse af Balmorel-modellen, findes ikke omkostningerne ved punkt b. (balancering),og kun delvist ved punkt a. (net) og c (fleksibilitet i systemet). Modelresultaterne skal derfor justeres med anslåede omkostninger hertil. Det anslås, at omkostninger til punkt b og c kan estimeres ud fra de aktuelle balanceringsomkostninger til vindkraft, da det er de samme typer kraftværker, der kan levere de to typer ydelser. 18

19 Balmorel modellen MODELLERING, FORUDSÆTNINGER OG INPUT 19

20 Balmorel-modellen Balmorel er en markedsmodel der anvendes til analyser af internationalt forbundne el- og kraftvarmesystemer. Anvendelser af modellen inkluderer såvel langsigtede planlægningsscenarier, som kortsigtede driftsanalyser. Modellen beregner produktion, transmission og forbrug af el og varme El- og varmepriser kan analyseres ud fra de marginale omkostninger i systemet, under forudsætning af optimal konkurrence og markedsclearing. Modellering af el- og fjernvarmesystemer Driftsoptimering på timebasis Optimale investeringer i produktions- og transmissionskapacitet. Prisdannelse ud fra partiel ligevægtsmodellering, som muliggør markeds og aktøranalyser. Modelforudsætninger Eksisterende produktionskapaciteter og tilhørende tekniske og økonomiske data, investeringsmuligheder (inkl. ombygning af eksisterende kraftværker) og teknologiudvikling. Data om transmissionssystemet og muligheder og omkostning for etablering af ny kapacitet. Prognoser for udvikling af el- og fjernvarmeforbrug. Prognoser for brændsels- og CO 2 -priser. Energipolitikker, afgifter og tilskud Tidligere anvendelser af modellen inkluderer emner som: International elmarkedsudvikling Analyser af vindintegration Analyser af forsyningssikkerhed Betydningen af forbrugsfleksibilitet Betydningen af naturgas Udbygningen af eltranmissionskapaciteten Marked for grønne certifikater Elbiler i elsystemet Evaluering af miljø- og energipolitiker. 2

21 Internationalt perspektiv Modellering af transmissionsbegrænsninger Udviklingen i det internationalt forbundne el- og energisystem har væsentlig betydning for udviklingen i enkelte områder. Modelberegningerne i denne rapport omfatter Norden, Tyskland og Holland. De enkelte lande er opdelt i regioner, som afspejler de væsentligste transmissionsbegrænsninger. Det giver forskellige elpriser i forskellige regioner, såfremt transmissionen imellem regionerne udgør en flaskehals. Modellering af priszoner svarer til det nordiske elmarked. Elmarkedet i Tyskland er i realiteten kun opdelt i én priszone. Transmissionsbegrænsninger håndteres efterfølgende af TSO erne, bl.a. vha. modhandel imellem regioner og ved justering af handelskapacitet til nabolande. Modellens elpriser for forskellige regioner vil derfor ikke kunne oversættes direkte til tyske markedspriser. Produktionsfordeling og transmission til nabolande er dog sammenlignelige, såfremt TSO ernes modhandel og begrænsning af handelskapaciteter håndteres optimalt. Modellering af Tyskland som én priszone uden repræsentation af TSO ernes modhandel og begrænsning af handelskapaciteter ville give urealistiske resultater, da der ikke ville tages højde for flaskehalse i det interne tyske net. 21

22 Elpriser og marginale produktionsomkostninger Balmorels resultater inkluderer marginale omkostninger ved modellens ligninger. Marginal værdien på ligningen der sikrer at elforbruget forsynes kan fortolkes som elprisen i et ideelt marked. Niveauet opstår som en ligevægt med de marginale produktionsomkostninger, som emulerer markedsaktørernes incitamenter for budgivning i markedet, samt mekanismen for markedsclearingen. I en såkaldt investeringskørsel dannes priserne i en ligevægt, hvor indtægten på nyinvesterede anlæg kan dække de fulde omkostninger inklusiv kapitalomkostninger. Dermed kan priserne i perioder med anstrengt effektbalance ligge væsentligt over de kortsigtede marginale produktionsomkostninger. På sigt må det forventes, at priserne svinger over og under den langsigtede ligevægt. Fortolkning af modelresultater Beregning med mulighed for investering i produktions- og transmissionskapacitet Elpriser svarer til langsigtede marginale produktionsomkostninger Beregning med kun givne produktions- og transmissionskapaciteter Elpriser svarer til kortsigtede marginale produktionsomkostninger i hver time I et marked med tilstrækkeligt fleksibelt forbrug konvergerer de langsigtede og kortsigtede marginalomkostninger. Forskellige typer kørsler Elpriser beregnet i modelkørsler uden endogene investeringer er typisk lavere end i en modelkørsel med endogene investeringer. Dette gælder også selvom el- og varmeproduktionen fordelt på brændsler og teknologier og dermed også de samlede omkostninger for at drive systemet er uændrede. Modelberegnede investeringer i produktions- og transmissionskapacitet kan overføres til en modelkørsel uden endogene investeringer. Hermed kan isolerede tiltag analyseres. Hvis tiltaget rykker væsentligt ved ligevægten fra investeringskørslen, modellens elpris ændre sig markant - især i vandkraftintensive systemer hvor lagring medfører tæt sammenhæng imellem priser over tid. Vandkraft Vandkraft med reservoir fungerer som et ellager. Budgivningen fra vandkraftanlæg afhænger af fremtidige indtjeningsmuligheder, hvilket giver ligevægt over tid. Mulige koblinger imellem kørsler m/u investering: Fastholdt vandmængde: Ligevægten beregnet i en investeringskørsel forstyrres, med den konsekvens at elprisen er udtryk for et marked i uligevægt. Fastholdt budpris fra vandkraftproduktion, med mindre ændringer i årlig vandkraftproduktion. Dog mere repræsentativ for langsigtet ligevægt. 22

23 Prisindex 212 = 1 Hoveddrivere og principper Markedsdrivere Elforbrug: Flad udvikling Udfasning af kapacitet: Eksogen fastlagt afvikling af kapacitet erstattes af modelbestemte investeringer Modellen har muligheder for at afvikle urentabel kapacitet Brændselsprisudvikling: Konvergens fra aktuelle priser til WEO 213 New Policies Scenario Politiske drivere CO 2 -priser: Konvergens fra nuværende prisniveau til WEO 213 New Policies Scenario Udvikling af vedvarende energi: Danmark: Afgifter + tilskud. Vind og sol frem til 235 baseret på Energinet.dk Tyskland: Udvikling baseret på TSO ernes rammeforudsætninger for netudviklingsplanen 215. Kraftig udbygning frem til 235. Øvrige nabolandende: Nationale VE-handlingsplaner frem til 22. Efter 22 er udviklingen baseret på et generelt eltilskud svarende til det danske biomasseeltilskud. (15 DKK/MWh i 214 faldende til 1 DKK/MWh i 215 pga. inflation) Atomkraft: Afvikling af atomkraft i Tyskland, bevarelse af eksisterende kapacitet i Sverige, yderligere udbygning i Finland Teknologiudvikling i form af omkostningsreduktion og højere effektivitet: Energistyrelsens og Energinet.dk s teknologikatalog. Kapitalomkostninger: 5% real-rente og økonomisk levetid på 2 år for nye produktionskapacitet Priser vises generelt i faste 214-DKK, med mindre andet er angivet Omregning af priser fra andre kilder i nominelle priser omregnes vha. Energistyrelsens forudsætninger for inflationen (BVT-deflator) på omkring 2% per år. 1,8 1,6 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, Energistyrelsens BVT-deflator 23

24 Overblik forudsætninger Forudsætninger Politiske målsætninger Elproduktion fra vind udgør mindst 5 % af det endelige elforbrug Kul udfaset i 23. Naturgas tilladt, men anvendelse stærkt reduceret i 235. Afgifter på fossile brændsler 64-7 kr./gj brændsel 64-7 kr./gj brændsel Afgift el 34 øre/kwh el 34 øre/kwh el PSO el 13 øre/kwh el 13 øre/kwh el CO 2 -kvoter 44 kr./ton 237 kr./ton Brændselspriser DKK/GJ Kul Brunkul Naturgas Fuelolie Letolie Halm Træflis Træpiller Energistyrelsens BVT-deflator 24

25 Elkapacitet (GW) Elkapacitet (GW) Forudsætninger for kapacitetsudvikling i elmarkedet Omstilling af elsystemet Eksogen og endogen fastlæggelse af kapacitet Udviklingen af den eksisterende elkapacitet for termiske værker i Danmark. Eksogen fastlagte forløb samt endogen udfasning, ekskl. endogene nye investeringer For de omkringliggende lande er der forudsat en gradvis udfasning af den eksisterende kapacitet efter endt teknisk levetid. Samtidig forudsættes en opnåelse af de udmeldte målsætninger for andelen af VE-produktion (nationale handlingsplaner). Specielt forudsættes i Tyskland en gennemførelse af udfasningen af atomkraft og kraftig udbygning med vindkraft i tråd med de seneste aftaler af den store koalition (Energiewende). Oil Biogas Biomass MSW Natural gas Coal Udviklingen for kapaciteten i elmarkedet læner sig op da Energinet.dks analyseforudsætning, som er udgivet i maj 214 og opdateret i september 214. Der forudsættes en omstilling af centrale kraftværker til biomassefyring, som hovedsageligt er baseret på officielle udmeldinger fra de involverede aktører. Udviklingen for især Nordjyllandsværket, Fynsværket og Esbjergværket er i dag usikker og er her baseret på en modelberegning for økonomien ved omstilling til biomasse. For de decentrale værker regnes med en delvis udfasning af eksisterende kapacitet, som til dels bliver erstattet med varmepumper. Dette forløb er beregnet med Balmorelmodellen (se figur til venstre), men viser de samme tendenser, som Energinet.dks analyseforudsætninger Oil Other Biogas Biomass MSW Natural gas Coal Lignite Nuclear Hydro Udviklingen af den eksisterende elkapacitet for termiske værker og vandkraft i Norden, Tyskland og Holland (ekskl. pumped storage). Eksogen fastlagte forløb samt endogen udfasning, ekskl. endogene nye investeringer 25

26 Elkapacitet (GW) Elkapacitet (GW) Udvikling af VE i systemet VE i Danmark Forudsætninger Solar Wind Biogas Biomass MSW Forudsætningerne for udviklingen af kapaciteten for vind og sol er bl.a. baseret på udmeldinger fra Energinet.dk (se figur på venstre side). Den viste kapacitet for biomasse inkluderer de eksisterende værker, samt ombygninger af eksisterende værker (endogene og eksogene). Endogene nyinvesteringer er ikke vist. MSW= Municipal solid waste (Affald) For de øvrige nordiske lande er udviklingen af VE baseret på de nationale handlingsplaner for VE (NREAPs). Her angives den ønskede elproduktion fra forskellige VE-kilder. Figuren til højre viser de estimerede kapaciteter, der er nødvendige for at opfylde landenes NREAPs. Antallet af fuldlasttimer er bestemt endogen i modellen, og NREAPs kan således også opfyldes med højere eller lavere produktionskapaciteter (især biomasse). Efter 22 drives udviklingen af VE af et elpristilskud FINLAND NORWAY SWEDEN HOLLAND Solar Wind Biogas Biomass MSW 26

27 Installed capacity (GW) Udvikling af VE i systemet VE i Tyskland Energiewende Målsætninger i den tyske VE-lov: Offshore vindkraft: 6,5 GW for 22 and 15 GW for 23. Nettoudbygning med onshore vindkraft på 25 MW per år. Udbygning af biomasse kraftværker med 1 MW per år. Udbygning af solceller med maximalt 25 MW pr. År. Ved 52 MW total kapacitet forventes udviklingen at blive bremset. Udviklingen af VE i Tyskland er bestemt af den såkaldte Energiewende, der sigter mod en omstilling af systemet fra kul og atomkraft til at være baseret på 8% VE i 25. Forudsætningerne, der anvendes i denne analyse, er baseret på analyserammen for den tyske netudviklingsplan for 215, udviklet af de transmissionsansvarlige, hvor der tages højde for de politiske målsætninger. Analyserammen er dog endnu ikke blevet godkendt af regulatoren. I Tyskland er støtten til VE fastlagt i loven for fornybar energi, som har til formål at øge andelen af VE i elsystemet til 4-45% i 225 og 55-6% i Solar Wind onshore Wind offshore Biomass Biogas (and other RE gases) Hydro RoR + Res Hydro pumped storage Municipal solid waste Geothermal

28 Brutto elforbrug (TWh) Elforbrug 1.2 Udviklingen af elforbruget er baseret på de nationale handlingsplaner for vedvarende energi (NREAPs) indtil 22. Udviklingen efter 22 er baseret på et studie for BASREC* med bidrag fra de involverede lande. Udviklingen i Danmark er baseret på Energinet.dk s analyseforudsætninger Inkluderer moderat introduktion af elbiler og individuelle varmepumper I alt er udviklingen af elforbruget i de lande, der er inkluderet i analysen, forholdsvis konstant. Dækker over både elbesparelser i konventionelt elforbrug og introduktion af nyt elforbrug til elbiler og individuelle varmepumper DENMARK FINLAND SWEDEN NORWAY HOLLAND GERMANY *Baltic Sea Region Energy Cooperation 28

29 DH demand (PJ/year) Modellering af fjernvarme og kraftvarme i Danmark Kraftværker i central kraftvarmeområder i Danmark I Danmark er der ca. 42 forskellige fjernvarmeområder med adskillige produktionsenheder i hvert område. 11 centrale områder står for ca. 62% af det totale fjernvarmeforbrug, ca. 1 % af fjernvarmeforbruget er i mellemstore områder med et årligt forbrug over 1 PJ, og ca. 28 % af fjernvarmeforbruget er i mindre decentrale områder. De centrale og mellemstore områder er repræsenteret individuelt i modellen, mens de små decentrale områder er aggregeret efter typen af de primære produktionsenheder i områderne. Alle områder med affaldsforbrænding er dog repræsenteret individuelt, uanset det årlige varmeforbrug. Udover fjernvarmeområderne og de tilknyttede produktionsenheder er industriel kraftvarme repræsenteret i to separate områder i hhv. Øst og Vestdanmark. Data for de eksisterende kraftværker og fjernvarmeforbrug er baseret på producenternes indberetning til Energistyrelsen i 211 (Energiproducenttællingen). Kendte ændringer siden 211 er også inkluderet Centralised areas Small areas Medium scale Kraftværker i mellemstore kraftvarmeområder i Danmark 29

30 Scenariosetup Centralt scenario Beregninger i dette studie er baseret på et centralt scenario, der anvendes til at bestemme den generelle udvikling af el- og fjernvarmesystemet i form af investeringer i produktions- og transmissionskapacitet. De beregnede investeringer fastlåses efterfølgende, og beregninger på alternative scenarier foretages således under forudsætning af uændrede investeringer i produktions og transmissionskapacitet, bortset fra de eksplicit ændrede forudsætninger. Elpriser vist i denne rapport, er baseret på kørslerne uden endogene investeringer og fortolkes derfor som de kortsigtede marginale produktionsomkostninger i systemet. Sammenhængen mellem investeringskørslen og scenarieberegningerne: Investeringskørsel Modelkørsler uden endogene investeringer Sammenligning af scenarier Modelkørsel med endogene investeringer: Investeringer fastlægges Værdien af vandkraft beregnes Modelkørsel uden endogene investeringer: Investeringer og værdi af vandkraft fra ovenstående modelkørsel anvendes. Resultater for elproduktion, elpriser og økonomi -Produktionsog transmissionskapacitet -Værdien af vandkraft Reference Scenario 1 Scenario 2 Produktion Elpriser Økonomi Produktion Elpriser Økonomi Produktion Elpriser Økonomi 3

31 Scenariosetup for transmissionsanalyser Påvirkning af systembalance Ændringer i transmissionssystemet kan potentielt rykke balancen i det system, som blev bestemt vha. investeringskørslen. Dette kan føre til, at den marginale værdi af elproduktion forskydes væsentligt, selvom systemets produktionsmix og dermed de samlede omkostninger for at drive systemet er forholdsvis upåvirkede. Denne risiko gælder især, når den samlede årlige vandkraftproduktion tvinges fastholdt. Det er derfor i analyserne valgt at overføre værdien af vandkraft fra investeringskørslen til scenariekørslerne. Dette fører til at den samlede vandkraftproduktion på årsbasis ændres lidt, men systemet er fortsat i økonomisk ligevægt. Den ændrede vandkraftproduktion tages der højde for, når økonomien for forskellige scenarier beregnes og sammenlignes. Ved større ændringer af transmissionssystemet, vil værdien af vandkraft dog også ændres. For scenarieberegningen uden Cobrakablet, er der derfor taget højde for den ændrede værdi af vandkraft. Nedenstående fremgangsmåde sikrer, at beregningerne kan sammenlignes (samme produktionssystem), samtidig med at systemet er i balance, og elpriserne afspejler de marginale produktionsomkostninger i dette system. Sammenhæng mellem kørsler for scenarieberegning uden Cobra-kabel: Modelkørsel med endogene investeringer (Kørsel 1): Investeringer fastlægges Modelkørsel med endogene investeringer, men fastlåst transmissionssystem (uden Cobra) (Kørsel 2): Investering i transmissionssystemet Investeringskørsel Investerings-kørsel med fastlåst transmissionssystem (uden Cobra) Der beregnes en ny ligevægt (ændrede investeringer i produktionskapacitet i forhold til første investeringskørsel). Værdi af vandkraft beregnes. Resultater for elproduktion, elpriser og økonomi Modelkørsel uden endogene investeringer: Transmission og produktionskapacitet som i kørsel 1. Vandværdier som i kørsel 2. Investering i transmissions og produktionskapacitet Scenarieberegning. Ingen investeringer. Uden Cobra. Værdi af vandkraft 31

32 Beregningsresultater CENTRALT SCENARIO KAPACITETSUDVIKLING 32

33 Elkapacitet (GW) 16 Kapacitetsudvikling Denmark Kul udfases inden 23, ingen nye investeringer Ombygning af centrale værker til biomasse Ny biomasse KV (primært central) Naturgas Delvis udfasning af decentrale værker Eksisterende værker bruger delvist biogas Alle værker kan bruge opgraderet biogas Stigningen i naturgaskapacitet fra 22 til 235 skyldes investering i gaskapacitet til anvendelse af opgraderet biogas. Udvikling af sol og vind er bestemt eksogent Solar Wind Oil Biogas Biomass MSW Natural gas Coal

34 Elkapacitet (GW) Elkapacitet (GW) Elkapacitet (GW) Elkapacitet (GW) Tyskland Norge Kapacitetsudvikling Tyskland Atomkraft udfases Mindre reduktion i kul og brunkulskapacitet Sol og vind ifølge energipolitik Norge Udbygning med vindkraft Udbygning af vandkraft Sverige A-kraft fortsætter på nuværende niveau Udbygning med vind og biomasse Finland Udvidelse af akraft i 217 og mellem 22 og 23. Udfasning af kul Udbygning med vind Sverige Finland

35 Elkapacitet (GW) Elkapacitet (GW) Holland 35 Kapacitetsudvikling Holland Øget andel vindkraft Systemet Kan betyde faldende kapacitet på termiske værker. Der er ikke indlagt eksplicitte kapacitetskrav. Der er taget højde for kraftværksudfald ved at tage hensyn til gennemsnitlige rådighedsdata Der er taget højde for gennemsnitlig rådighed på transmissionsforbindelser Markant overgang til større andel vind og solkapacitet, som udgør over 55 % i 235. Termisk kapacitet falder Udviklingen af A-kraft er usikker. På det seneste har den svenske regering meldt ud, at man forventer faldende A- kraftkapacitet som følge af øgede sikkerhedskrav. Også i Finland er der usikkerhed om, om og hvor mange nye a-kraftværker der kan forventes efter Norden, Tyskland, Holland Solar Wind Oil Other Biogas Biomass MSW Natural gas Coal Lignite Nuclear Hydro 35

36 Elproduktion (TWh) Elproduktion (TWh) Elproduktion Modelområde Voksende andel VE. Vind og sol står for ca. 4% af produktionen i 235, mens VE i alt udgør over 7 % (inkl. vandkraft), mod lidt over 4 % i dag. Tysklands VE-målsætning er dominerende. Over 2/3 af den samlede elproduktion fra sol og vind kommer fra Tyskland i 235, I 214 er andelen endnu højere (knap 8 %) Produktionen vil i praksis påvirkes af f.eks. vådår og tørår Norden, Tyskland, Holland Solar Wind Hydro Biomass Biogas Natural gas MSW Lignite Other Oil Coal Nuclear Danmark Stigende VE-andel Vind og sol: Knap 5% af produktionen i 22. Over 6% i 235. VE i alt: > 8% i 22, 95% i 235 Massivt voksende produktion fra biomasse Stærk faldende produktion fra naturgas Kul udfases inden Danmark Solar Wind Biomass Biogas Natural gas MSW Coal 36

37 Elpriser DKK/MWh 22 Elpriser og transmission Stigende elpriser i systemet Tyskland og Holland er højprisområder Overordnet flow fra Nord mod Syd. Norden er betydelig nettoeksportør af strøm DENMARK FINLAND GERMANY HOLLAND NORWAY SWEDEN

38 235 Transmissions kapacitet Udbygning af transmissionssystemet frem til 22 er fastlagt eksogent. I 235 kan modellen investere i yderligere transmissionskapacitet ud fra omkostninger på de specifikke forbindelser og under visse maksimale udbygninger. Investeringsomkostning i transmissionforbindelser tager højde for, at forbindelser skal fremføres længere ind i de forskellige regioner, og ikke kun over grænsen mellem to regioner. Der udbygges især mellem Tyskland og Norden, samt internt i Tyskland 38

39 Endogene investeringer i transmission 235 Investeringer, der ikke er fastlagt, eksogent, men et resultat af modeloptimeringen 39

40 DKK/MWh Elpriser Vestdanmark Forventning om stigende elpriser i perioden frem til 235 Udviklingen afhænger især af Brændsels- og CO 2 -priser Introduktion af kapacitetsmekanismer Følsomheder Lavprisscenariet afspejler en udvikling, hvor de lave brændsels- og CO 2 -priser fra forwardmarkederne fortsætter. Lavprisscenariet er ikke beregnet for 235, da udbygningen af VE ved meget lave brændsels- og CO 2 -priser er noget usikker. Højprisscenariet angiver en situation, hvor der opnås en CO 2 -pris på ca. 12 kr./ton i 22 (svarende til IEAs New Policies scenario).* Udgangsår Beregningerne viser en højere pris for 214, end der er set i markedet i 214**. Det skyldes bl.a. at 214 har været en mild vinter, med lavere elforbrug i både Norden og Tyskland * Den viste elpris er baseret på en vurdering af effekten på den marginale elproduktionspris på gas- og kulkraftværker. Der er ikke gennemført en beregning med Balmorel-modellen på dette scenario. **Første 1 måneder Statistik Reference Lavprisscenario Højprisscenario 4

41 Produktion som andel af bruttoforbruget (%) Vindintegration Stop af vindmøller Når elproduktionen fra vindmøller ikke kan afsættes og alle muligheder for transmission og for at stoppe produktion på regulerbare anlæg er udnyttet, stoppes en del af vindmøllerne. Den geografiske fordeling af stop af vindmøller afhænger bl.a. af, om vindmøller får tilskud ved lave elpriser. Dette er ikke tilfældet i Danmark, hvor vindmøllerne derfor stoppes først. Den geografiske fordeling skal dog tages med forbehold, da tilskudsordningerne i nabolandende måske ikke er korrekt repræsenteret. Produktion ved lave priser Vindmøllernes produktions som andel af bruttoforbruget ved lave elpriser stiger over tid, samtidig med at produktionen fra termiske anlæg i disse afsnit reduceres. Stop af vindmøller DENMARK FINLAND SWEDEN GERMANY NORWAY HOLLAND Total %.%.%.%.%.%.4% %.%.%.9%.%.% 1.3% %.%.% 1.1%.%.% 1.3% 35% 3% 25% 2% 15% 1% 5% % -5% -1% -15% -2% -25% Gennemsnitlig produktionsfordeling i prisintervaller i Danmark DKK/MWh Gns. af termisk % Gns. af vind % Gns. af import % 41

42 DKK/MWh Afregningspriser vindkraft Andel vindkraft af total produktion Danmark 34% 45% 59% Modelområdet 1% 18% 35% Afregningspriser for vind i Vestdanmark 2 Let faldende afregningspriser frem mod 1 22 (ift. 213), men stigende mod Statistik Gns. Elpris Statistik Vindafregningspris Forskel mellem vindkraft Reference Gns. Elpris Reference Vindafregningspris inkl. møllestop og markedspris øges Lavprisscenario Gns. Elpris Lavprisscenario Vindafregningspris inkl. møllestop Statistikken viser Elpris DKK/MWh Vindafregningspris DKK/MWh Forskel øre/kwh Forskel % afregningsprisen uden hensyntagen til evt. stop af ,8-9% vindmøller ,6-14% ,2-6% For modelberegningerne er ,2-12% der vist indflydelsen, når ,7-8% der også tages hensyn til, ,8-12% at noget af vindkraften ,9-9% ikke leveres. Det svarer til ,2-4% at der opnås en pris på ,5-4% nul. Betydningen af dette ,1-6% bliver større i 22 og ,8-1% 235, pga. stigende stop af ,2-15% vindmøller ,5-11% Model ,2-12% Model ,7-35% Model ,6-35% 42

43 DKK/MWh Afregningspriser termisk produktion Afregningspriser for termiske kraftværker i Vestdanmark De viste afregningspriser gælder for gennemsnittet af træflis, halm og kulkraft. Alle typer værker fungerer som grundlast med mellem 4 og 6 fuldlasttimer I praksis kan der være mindre forskelle på kraftværkernes afregningspris, bl.a. afhængig af placering ift. varmemarkedet, samt muligheder for udtagsdrift m.m. Naturgasværker er ikke vist, da de fungerer som spidslastværker i 22, hvor de opnår gennemsnitlige afregningspriser op til 6 DKK/MWh med under 1 fuldlasttimer. Stort set ingen drift i 235. De termiske kraftværker har derudover indtægter fra varmesalg Gns. Elpris Vindafregningspris Termisk afregningspris Solafregningspris Elpris DKK/MWh Forskel vind øre/kwh Forskel termisk øre/kwh Forskel sol øre/kwh Model ,2.9.2 Model , Model ,

44 Integrationsomkostninger Integrationsomkostningerne ved vindkraft vurderes på baggrund Gennemførte modelberegninger (systemfleksibilitet (delvist), backup, markedsværdi) Vurdering af balanceringsomkostninger til håndtering af uforudsigelighed og fluktuation Vurdering af omkostninger til net (selve nettet, samt netkomponenter til teknisk håndtering af vindkraft, herunder spændingsstabilitet og kortslutningseffekt) Balancering Balanceringsomkostninger til håndtering af vindkraften uforudsigelighed vurderes til at ligge på ca. 1,5 øre/kwh baseret på aktuelle erfaringer med de faktiske balanceringsomkostninger for vind i Danmark. Der er ikke grundlag for at antage en væsentlig ændring fremover. Der er ikke gennemført nærmere analyser af balanceringsomkostninger til solceller, som derfor antages at være sammenlignelige. Det antages, at omkostninger til håndtering af vindkraftens (forudsigelige) fluktuationer også er dækket af denne omkostning. Omkostninger til net Omkostninger til nettet vurderes ud fra en antagelse om investeringer til ca. 1 mio. DKK/MW vindkraft. Ved 3 fuldlasttimer og en samfundsøkonomisk rente på 4% kan dette omsættes til ca. 25 DKK/MWh vindkraft. Omkostninger til solceller antages at være sammenlignelige. På grund af det lavere antal fuldlasttimer, svarer det til en lavere investering til pr. MW solceller. Andre integrationsomkostninger Vurderes på baggrund af den opnåede afregningspris i forhold til markedsprisen i de gennemførte modelberegninger. Da der forventes en væsentlig udvikling fremover, er der nedenfor vist den tilbagediskonterede værdi for perioden fra 216 til 235. DKK/MWh Vind Sol Termisk Balancering (uforudsigelighed) Netomkostninger (net + komponenter) Andre integrationsomkostninger (backup, markedsværdi m.m., baseret på modelberegninger) Integrationsomkostninger i alt

45 Modelresultater INTEGRATIONSTILTAG 45

46 UdenCobra CentralFlex VP VP_udenafgifttarif IndFlex IndFlex_udentarif UdenCobra CentralFlex VP VP_udenafgifttarif IndFlex IndFlex_udentarif GWh Scenarier Scenarierne beskriver mulige tiltag, der kan øge værdien af vindkraft. Tiltagene er ikke medtaget i referencen, til dels fordi det eksisterende afgifts- og tilskudssystem ikke tilskynder det. Tiltagenes effekt er et større elforbrug i Danmark (bortset fra UdenCobra). Elforbrug til varmeproduktion i omverdenen påvirkes i mindre grad. Integrationstiltag Scenarieopsætning Transmissionsudbygning Scenarieberegning uden Cobra-kablet på 7 MW (UdenCobra) Fleksible kraftværker Installation af 5 MW elpatroner i de fire største centrale områder i Vestdanmark (CentralFlex) Varmepumper Installation af 5 MW (15 MW varme) varmepumper i fjernvarmeområderne i Vestdanmark. Fordelt efter varmeforbrug. (VP) Øget driftsincitament ved at fjerne afgiftsbetaling (VP_udenafgift) Fleksibel industri Installation af 5 MW potentielt elforbrug i industrien, som kan erstatte varme fra naturgaskedler (IndFlex) Øget driftsincitament ved at fjerne tarifbetaling (IndFlex_udentarif) Ændring af elforbrug ift. reference 2. Danmark Omverden Total